Способ стабилизации газового конденсата Российский патент 2023 года по МПК B01D19/00 F25J3/06 

Изобретение относится к области газовой промышленности и может быть использовано на газоконденсатных месторождениях, где осуществляют низкотемпературную подготовку добытого природного газа и стабилизацию (дебутанизацию) выделенного газового конденсата.

Известен способ подготовки природного газа (Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 1999. С. 596), заключающийся в стабилизации газового конденсата дегазацией путем нагрева и дегазации. В указанном способе осуществляют нагрев и ступенчатую дегазацию конденсатных потоков, выделенных в процессе подготовки природного газа на установке низкотемпературной сепарации (НТС). Конечную дегазацию конденсата осуществляют под давлением, близким к атмосферному, и температуре ниже 100°С.

Данный способ применим на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) с низким содержанием углеводородов С₅₊ в добываемом газе, например, для газа аптекой залежи месторождений полуострова Ямал, а также на заводах, перерабатывающих конденсат (в случае аварии на конденсатопроводах).

Недостатками данного способа являются:

- недостаточно полное извлечение углеводородов С₅₊ в составе стабильного конденсата;

- потребность в утилизации низконапорных некондиционных газов, выделяемых в процессе дегазации, путем сжигания на факельных установках.

Указанные недостатки обусловливают ограниченное применение данного способа.

Существует также способ подготовки углеводородного газа к транспорту (патент РФ 2725320, B01D 19/00, опубл. 02.07.2020), в котором вводят метанол в газовый поток углеводородного газа от кустов скважин для ингибирования гидратообразования, поток нестабильного углеводородного конденсата после выветривания нагревают потоком стабильного конденсата, разделяют на газ дегазации, дегазированный нестабильный конденсат и водометанольный раствор, нагревают поток дегазированного нестабильного конденсата потоком стабильного конденсата, стабилизируют в ректификационной колонне, поток стабильного конденсата после ректификационной колонны охлаждают в две ступени потоками нестабильного конденсата и выводят из установки углеводородного газа и конденсата, поток газов стабилизации охлаждают воздушным потоком, отделяют от сконденсировавшихся широких фракций легких углеводородов, повышают давление компримированием, охлаждают воздушным потоком, вводят в газовый поток и выводят из установки подготовки углеводородного газа и конденсата, поток широких фракций легких углеводородов выводят из установки подготовки углеводородного газа и конденсата, поток низкоконцентрированной смеси метанола и пластовой воды после трехфазного разделения углеводородной жидкости вводят в поток водометанольного раствора после трехфазного разделения нестабильного углеводородного конденсата, нагревают поток водометанольного раствора потоком метанольной воды, ректифицируют на метанол и метанольную воду, охлаждают поток метанола воздухом, конденсируют, повторно вводят в газовый поток в качестве ингибитора гидратообразования, выводят метанольную воду после ректификации, охлаждают потоком низкоконцентрированного потока выводят из установки подготовки газа и конденсата, повышают давление другой части потока метанольной воды, вводят поток метанольной воды в поток нестабильного углеводородного конденсата, экстрагируют метанол из нестабильного конденсата.

Известный способ обеспечивает сокращение расхода ингибитора гидратообразования в процессе подготовки газа к транспорту, однако смешение конденсата, полученного на стадии первичной сепарации пластового газа, содержащего высокомолекулярные углеводороды, включая асфальтены, и чистого низкотемпературного конденсата приводит к образованию асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и снижению надежности оборудования.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу в рамках единого технологического процесса на УКПГ (прототипом) является способ стабилизации газового конденсата, реализованный на Киринском месторождении (Кубанов А.Н., Федулов Д.М., Атаманов Г.Б., Прокопов А.В., Цацулина Т.С. Исследования условий достижения требований к температурам точек росы газа на УКПГ Киринского и Южно-Киринского месторождений. // Наука и техника в газовой промышленности, №2. 2020. С. 560-569), включающий подготовку природного газа путем охлаждения и трехступенчатой сепарации пластовой продукции и стабилизацию выделенного газового конденсата в ректификационной колонне.

Известный способ характеризуется проведением процесса стабилизации газового конденсата путем дебутанизации в ректификационной колонне под давлением 1,5 МПа. Дебутанизации подвергают смесь конденсата, выделенного на стадии первичной сепарации пластового газа, и конденсата, выделенного на стадии низкотемпературной сепарации газа первичной сепарации пластового газа.

Реализация известного способа осуществляется в соответствии со схемой фиг. 1.

Известный способ осуществляют при низкой температуре стадии «дегазация-2» (до минус 20°С) и высокой (более 200°С) температуре сред в теплообменных аппаратах, нижней части колонны дебутанизации и в кубовом подогревателе. Низкие температуры стадии «дегазация-2» приводят к образованию АСПО в емкостном оборудовании, а далее конденсат поступает на стабилизацию ректификацией. При этом циркулирующая кубовая жидкость контактирует со стенкой трубчатки кубового подогревателя при температуре 300-350°С и выше, что приводит к термической деструкции высокомолекулярных углеводородов и присутствующих реагентов в пристеночном слое теплопередающих поверхностей теплообменных аппаратов и трубной решетки огневых подогревателей, образованию твердых отложений в аппаратах и нарушению работы циркуляционных насосов из-за абразивного износа. Указанные осложнения при эксплуатации оборудования в еще большей степени возникают в случае наличия в добываемом пластовом газе примесей нефти, содержащей смолы и асфальтены.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка альтернативного способа стабилизации газового конденсата, реализуемого на установках промысловой низкотемпературной подготовки природных газов в рамках единой технологической схемы, позволяющего осуществить дебутанизацию (стабилизацию) газового конденсата без образования АСПО на поверхностях оборудования.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение надежности эксплуатации оборудования УКПГ за счет того, что дебутанизацию потока нестабильного конденсата первичной сепарации пластового газа, содержащего высокомолекулярные углеводороды, осуществляют дегазацией, исключив подачу упомянутого потока на стадию дебутанизации ректификацией, а также повышение выхода стабильного конденсата за счет перераспределения потоков, направляемых на стабилизацию. Техническим результатом также является повышение качества товарного газа за счет исключения негативного влияния газа стабилизации на температуру точки росы товарного газа по водной фазе.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе стабилизации углеводородного конденсата, включающем первичную сепарацию пластового природного газа с получением газа первичной сепарации и нестабильного конденсата первичной сепарации, который редуцируют и подвергают первичной дегазации с получением газа первичной дегазации и конденсата первичной дегазации, низкотемпературную сепарацию газа первичной сепарации с получением конденсата низкотемпературной сепарации и газа низкотемпературной сепарации, стабилизацию выделенных углеводородов ректификацией с получением стабильного конденсата и газа стабилизации, газ первичной дегазации направляют или на стадию низкотемпературной сепарации газа первичной сепарации, или на стадию стабилизации выделенных углеводородов. Нестабильный конденсат первичной дегазации после нагрева редуцируют и подвергают вторичной дегазации с получением стабильного конденсата вторичной дегазации и газа вторичной дегазации, который после компримирования направляют на стабилизацию ректификацией. Конденсат низкотемпературной сепарации подвергают дегазации, при этом полученный в результате дегазированный конденсат низкотемпературной сепарации направляют на стадию стабилизации выделенных углеводородов ректификацией. Газ, полученный на стадии дегазации конденсата низкотемпературной сепарации, направляют или на стадию низкотемпературной сепарации газа первичной сепарации, или на стадию стабилизации выделенных углеводородов ректификацией. Газ стабилизации или объединяют с газом низкотемпературной сепарации и в качестве товарного газа направляют потребителю, или направляют на стадию низкотемпературной сепарации газа первичной сепарации, а стабильный конденсат, полученный на стадии стабилизации выделенных углеводородов ректификацией, объединяют со стабильным конденсатом вторичной дегазации и в качестве товарного стабильного конденсата направляют

Технологическая схема реализации предлагаемого способа стабилизации газового конденсата приведена на чертеже фиг. 2

На схеме представлены следующие элементы:

- блок первичной сепарации 1, включающий пробкоуловитель и газовый сепаратор;

- дроссель 2;

- первичный дегазатор 3;

- блок нагрева конденсата 4, включающий теплообменники и подогреватели;

- дроссель 5;

- блок дегазации 6, включающий дегазаторы;

- компрессор 7;

- установка стабилизации конденсата (УКС) 8, состоящая, в общем случае, из теплообменников, ректификационной колонны (в некоторых случаях оснащенной дефлегматором) и кубового подогревателя;

- установка низкотемпературной сепарации (НТС) 9, состоящая из теплообменников, устройств понижения температуры газа и газовых сепараторов;

- дегазатор 10.

Согласно схеме осуществляют следующие стадии:

- пластовый природный газ, представляющий собой смесь газа и углеводородного конденсата, подвергают сепарации в блоке первичной сепарации 1 с отделением газа первичной сепарации и нестабильного конденсата первичной сепарации, содержащего высокомолекулярные углеводороды;

- далее нестабильный конденсат первичной сепарации редуцируют до избыточного давления от 3 до 6 МПа посредством дросселя 2 и подвергают первичной дегазации в дегазаторе 3 с получением газа первичной дегазации и дегазированного конденсата первичной дегазации;

- дегазированный конденсат, выделенный на стадии первичной дегазации, нагревают в блоке нагрева конденсата 4, редуцируют посредством дросселя 5 до давления от 1,02 до 1,05 МПа и подвергают вторичной дегазации при температуре от 70°С до 120°С в блоке дегазации 6 с получением газа вторичной дегазации и стабильного (дебутанизированного) конденсата;

- газ дегазации, полученный на стадии вторичной дегазации, компримируют с помощью компрессора 7 до давления 1,3-1,8 МПа и направляют на стабилизацию ректификацией на УСК 8;

- газ первичной сепарации направляют на установку НТС 9, осуществляемую в концевом газовом сепараторе при давлении от 5 до 7 МПа и температуре от минус 20 до минус 40°С, в результате чего получают газ низкотемпературной сепарации и конденсат низкотемпературной сепарации;

- конденсат низкотемпературной сепарации подвергают дегазации в дегазаторе 10 при давлении от 2,5 до 3,5 МПа и температуре от 0 до минус 15°С с получением газа дегазации конденсата низкотемпературной сепарации и дегазированного конденсата низкотемпературной сепарации;

- дегазированный конденсат низкотемпературной сепарации направляют на УСК 8 на стабилизацию (дебутанизацию), осуществляемую ректификацией под давлением от 1,3 до 1,8 МПа;

- газ первичной дегазации направляют или на установку НТС 9 (в случае достаточного уровня давления), вовлекая в технологический процесс низкотемпературной сепарации газа первичной сепарации, или на УСК 8;

- газ дегазации конденсата низкотемпературной сепарации направляют или на установку НТС 9 (в случае наличия в установке устройства для повышения давления низконапорных газов, например, газового эжектора), вовлекая в технологический процесс низкотемпературной сепарации газа первичной сепарации, или на УСК 8;

- в результате стабилизации выделенных углеводородов ректификацией на УСК 8 получают газ стабилизации и стабильный (дебутанизированный) конденсат;

- газ стабилизации или объединяют с газом низкотемпературной сепарации и в качестве товарного газа направляют потребителю, или, в случае содержания углеводородов С₅₊ в пластовом газе ниже 50 г/м³, направляют на стадию низкотемпературной сепарации газа первичной сепарации на установку НТС 9.

Продуктами, получаемыми при реализации предлагаемого способа, являются:

- товарный газ, полученный на стадии НТС или в результате смешения газа низкотемпературной сепарации и газа стабилизации;

- товарный стабильный конденсат, полученный в результате смешения стабильного конденсата вторичной дегазации и стабильного конденсата, полученного на стадии стабилизации ректификацией.

Сравнительные показатели, достигаемые при реализации в аналогичных условиях известного и предлагаемого способов применительно к УКПГ Чаяндинского месторождения, приведены в таблице.

В столбце 3 таблицы отражены показатели в случае, если газ стабилизации направляют на смешение с газом низкотемпературной сепарации.

В столбце 4 таблицы отражены показатели в случае, если газ стабилизации направляют на стадию низкотемпературной сепарации газа первичной сепарации.

Основные преимущества предлагаемого способа заключаются в исключении или снижении интенсивности образования АСПО, снижении габаритных характеристик колонного оборудования и теплопотребления в ректификационной колонне на 27%.

В случае направления газа первичной дегазации и газа, полученного на стадии дегазации конденсата низкотемпературной сепарации, на стадию стабилизации полученных потоков углеводородов, а также в случае направления газа стабилизации на стадию низкотемпературной сепарации газа первичной сепарации преимущества предлагаемого способа заключаются в значительном понижении температуры точки росы товарного газа по водной фазе и повышении количества товарного стабильного конденсата.

Изобретение относится к области газовой промышленности. Описан способ стабилизации углеводородного конденсата, включающий первичную сепарацию пластового природного газа с получением газа первичной сепарации и нестабильного конденсата первичной сепарации, который редуцируют и подвергают первичной дегазации с получением газа первичной дегазации и конденсата первичной дегазации, низкотемпературную сепарацию газа первичной сепарации с получением конденсата низкотемпературной сепарации и газа низкотемпературной сепарации, стабилизацию выделенных углеводородов ректификацией с получением стабильного конденсата и газа стабилизации, при этом газ первичной дегазации направляют или на стадию низкотемпературной сепарации газа первичной сепарации, или на стадию стабилизации выделенных углеводородов, нестабильный конденсат первичной дегазации после нагрева редуцируют и подвергают вторичной дегазации с получением стабильного конденсата вторичной дегазации и газа вторичной дегазации, который после компримирования направляют на стабилизацию ректификацией, конденсат низкотемпературной сепарации подвергают дегазации, при этом полученный в результате дегазированный конденсат низкотемпературной сепарации направляют на стадию стабилизации выделенных углеводородов ректификацией, газ, полученный на стадии дегазации конденсата низкотемпературной сепарации, направляют или на стадию низкотемпературной сепарации газа первичной сепарации, или на стадию стабилизации выделенных углеводородов ректификацией, газ стабилизации или объединяют с газом низкотемпературной сепарации и в качестве товарного газа направляют потребителю, или направляют на стадию низкотемпературной сепарации газа первичной сепарации, а стабильный конденсат, полученный на стадии стабилизации выделенных углеводородов ректификацией, объединяют со стабильным конденсатом вторичной дегазации и в качестве товарного стабильного конденсата направляют потребителю. Технический результат - повышение надежности эксплуатации оборудования УКПГ, повышение качества товарного газа. 2 ил., 1 табл.

Способ стабилизации углеводородного конденсата, включающий первичную сепарацию пластового природного газа с получением газа первичной сепарации и нестабильного конденсата первичной сепарации, который редуцируют и подвергают первичной дегазации с получением газа первичной дегазации и конденсата первичной дегазации, низкотемпературную сепарацию газа первичной сепарации с получением конденсата низкотемпературной сепарации и газа низкотемпературной сепарации, стабилизацию выделенных углеводородов ректификацией с получением стабильного конденсата и газа стабилизации, отличающийся тем, что газ первичной дегазации направляют или на стадию низкотемпературной сепарации газа первичной сепарации, или на стадию стабилизации выделенных углеводородов, нестабильный конденсат первичной дегазации после нагрева редуцируют и подвергают вторичной дегазации с получением стабильного конденсата вторичной дегазации и газа вторичной дегазации, который после компримирования направляют на стабилизацию ректификацией, конденсат низкотемпературной сепарации подвергают дегазации, при этом полученный в результате дегазированный конденсат низкотемпературной сепарации направляют на стадию стабилизации выделенных углеводородов ректификацией, газ, полученный на стадии дегазации конденсата низкотемпературной сепарации, направляют или на стадию низкотемпературной сепарации газа первичной сепарации, или на стадию стабилизации выделенных углеводородов ректификацией, газ стабилизации или объединяют с газом низкотемпературной сепарации и в качестве товарного газа направляют потребителю, или направляют на стадию низкотемпературной сепарации газа первичной сепарации, а стабильный конденсат, полученный на стадии стабилизации выделенных углеводородов ректификацией, объединяют со стабильным конденсатом вторичной дегазации и в качестве товарного стабильного конденсата направляют потребителю.